Indice
1.
Perforación de pozos
2. Perforación
multilateral
4. Desarrollo de las tareas de
terminación.
5. El elemento humano.
La única manera de saber realmente si hay
petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que
se podría localizar un depósito de hidrocarburos,
es mediante la perforación de un pozo.
La profundidad de un pozo es variable, dependiendo de la
región y de la profundidad a la cual se encuentra la
estructura
geológica o formación seleccionada con
posibilidades de contener petróleo
(por ejemplo, en mendoza hay pozos de 1.500 a 1.800 metros de
profundidad, y al pozo promedio en la cuenca neuquina se le
asigna una profundidad de 3.200 m., Pero en salta se ha
necesitado perforar a 4.000 metros).
La etapa de perforación se inicia acondicionando el
terreno mediante la construcción de "planchadas" y los caminos
de acceso, puesto que el equipo de perforación moviliza
herramientas y
vehículos voluminosos y pesados. Los primeros pozos son de
carácter exploratorio, éstos se
realizan con el fín de localizar las zonas donde se
encuentra hidrocarburo, posteriormente vendrán los pozos
de desarrollo.
Ahora para reducir los costos de
transporte los
primeros pozos exploratorios de zonas alejadas pueden ser
perforados por equipos mucho más pequeños que hacen
pozos de poco diámetro.
Los pozos exploratorios requieren contar con variada información: perforación, perfilaje
del pozo abierto, obtención de muestra y
cementación.
De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las
formaciones que se van a atravesar y las condiciones propias del
subsuelo, se selecciona el equipo de perforación
más indicado.
Hay diversas formas de efectuar la perforación, pero el
modo más eficiente y moderno es la perforación
rotatoria o trepanación con circulación de
barro.
Fig. 1- un equipo perforador, de terminación o de
reparación,
Opera las 24 horas del día, los 365 días del
año.
El equipo de perforación propiamente dicho
consiste en un sistema
mecánico o electromecánico, compuesto por una
torre, de unos veinte o treinta metros de altura, que soporta un
aparejo diferencial: juntos conforman un instrumento que permite
el movimiento de
tuberías con sus respectivas herramientas,
que es accionado por una transmisión energizada por
motores a
explosión o eléctricos. Este mismo conjunto impulsa
simultánea o alternativamente una mesa de rotación
que contiene al vástago (kelly), tope de la columna
perforadora y transmisor del giro a la tubería.
Paralelamente el equipo de perforación cuenta con
elementos auxiliares, tales como tuberías, bombas, tanques,
un sistema de
seguridad que
consiste en válvulas
de cierre del pozo para su control u
operaciones de
rutina, generadores eléctricos de distinta capacidad
según el tipo de equipo, etc. Si a esto se agregan las
casillas de distinto diseño
para alojamiento del personal
técnico, depósito/s, taller, laboratorio,
etc., Se está delante de un conjunto de elementos que
convierten a la perforación en una actividad y comunidad casi
autosuficientes.
El trépano es la herramienta de corte que permite
perforar. Es y ha sido permanentemente modificado a lo largo del
tiempo a
fín de obtener la geometría
y el material adecuados para vencer a las distintas y complejas
formaciones del terreno que se interponen entre la superficie y
los hidrocarburos
(arenas, arcillas, yesos, calizas, basaltos), las que van
aumentando en consistencia en relación directa con la
profundidad en que se las encuentra.
Hay así trépanos de 1, 2 y hasta 3 conos montados
sobre rodillos o bujes de compuestos especiales; estos conos,
ubicados originariamente de manera concéntrica, son
fabricados en aceros de alta dureza, con dientes tallados en su
superficie o con insertos de carburo de tungsteno u otras
aleaciones
duras: su geometría
responde a la naturaleza del
terreno a atravesar.
El trépano cuenta con uno o varios pasajes de fluido, que
orientados y a través de orificios (jets) permiten la
circulación del fluído. El rango de
diámetros de trépano es muy amplio, pero pueden
indicarse como más comunes los de 12 ¼ y de 8
½ pulgadas.
Fig. 2- diferentes tipos de trépano
El conjunto de tuberías que se emplea para la
perforación se denomina columna o sarta de
perforación, y consiste en una serie de trozos tubulares
interconectados entre sí mediante uniones roscadas. Este
conjunto, además de transmitir sentido de rotación
al trépano, ubicado en el extremo inferior de la columna,
permite la circulación de los fluidos de
perforación.
El primer componente de la columna que se encuentra sobre el
trépano son los portamechas (drill collars), tubos de
acero de
diámetro exterior casi similar al del trépano
usado, con una longitud de 9,45 m., Con pasaje de fluido que
respeta un buen espesor de pared. Sobre los portamechas (o
lastrabarrena) se bajan los tubos de perforación (drill
pipes), tubos de acero o aluminio,
huecos,que sirven de enlace entre el trépano y/o
portamechas y el vástago (kelly) que da el giro de
rotación a la columna. El diámetro exterior de
estos tubos se encuentra en general entre 3 ½ y 5 pulgadas
y su longitud promedio es de 9,45 m.
La rapidez con que se perfora varía según la dureza
de la roca. A veces, el trépano puede perforar 60 metros
por hora; sin embargo, en un estrato muy duro, es posible que
sólo avance 30/35 centímetros en una hora.
Los fluidos que se emplean en la perforación de un pozo se
administran mediante el llamado sistema de circulación
y
tratamiento de inyección. El sistema está compuesto
por tanques intercomunicados entre sí que contienen
mecanismos tales como:
Zaranda/s: dispositivo mecánico, primero en la
línea de limpieza del fluido de perforación, que se
emplea para separar los recortes del trépano u otros
sólidos que se encuentren en el mismo en su retorno del
pozo. El fluido pasa a través de uno o varios coladores
vibratorios de distinta malla o tamaño de orificios que
separan los sólidos mayores;
Desgasificador/es: separador del gas que pueda
contener el fluido de perforación;
Desarenador/desarcillador: dispositivos empleados para la
separación de granos de arena y partículas de
arcilla del fluido de perforación durante el proceso de
limpieza del mismo. El fluido es bombeado tangencialmente por el
interior de uno o varios ciclones, conos, dentro de los cuales la
rotación del fluido provee una fuerza
centrífuga suficiente para separar las partículas
densas por efecto de su peso;
Centrífuga: instrumento usado para la separación
mecánica de sólidos de elevado peso
específico suspendidos en el fluido de perforación.
La centrífuga logra esa separación por medio de la
rotación mecánica a alta velocidad;
Removedores de fluido hidráulicos/mecánicos;
Embudo de mezcla: tolva que se emplea para agregar aditivos
polvorientos al fluido de perforación;
Bombas
centrífugas y bombas a pistón (2 o 3): son las
encargadas de recibir la inyección preparada o
reacondicionada desde los tanques e impulsarla por dentro de la
columna de perforación a través del pasaje o
pasajes del trépano y devolverla a la superficie por el
espacio anular resultante entre la columna de perforación
y la pared del pozo, cargada con los recortes del trépano,
y contaminada por los componentes de las formaciones
atravesadas.
Las funciones del
sistema son las siguientes: preparar el fluido de
perforación, recuperarlo al retornar a la superficie,
mantenerlo limpio (deshacerse de los recortes producidos por el
trépano), tratarlo químicamente, según las
condiciones de perforación lo exijan, y bombearlo al
pozo.
Los fluidos de perforación, conocidos genéricamente
como inyección, constituyen un capítulo especial
dentro de los elementos y materiales
necesarios para perforar un pozo. Su diseño
y composición se establecen de acuerdo a las características
físico-químicas de las distintas capas a atravesar.
Las cualidades del fluido seleccionado, densidad,
viscosidad,
ph, filtrado,
composición química, deben
contribuir a cumplir con las distintas funciones del
mismo, a saber: enfriar y limpiar el trépano; acarrear los
recortes que genere la acción del trépano; mantener
en suspensión los recortes y sólidos evitando su
asentamiento en el interior del pozo cuando por algún
motivo se interrumpa la circulación de la
inyección; mantener la estabilidad de la pared del pozo;
evitar la entrada de fluidos de la formación del pozo,
situación que podría degenerar en un pozo en
surgencia descontrolada (blow out); controlar la
filtración de agua a la
formación mediante un buen revoque; evitar o controlar
contaminaciones no deseadas por contacto con las distintas
formaciones y fluídos.
Como fluidos base de perforación se utilizan distintos
elementos líquidos y gaseosos, desde agua, dulce o
salada, hasta hidrocarburos en distintas proporciones con agua o
cien por ciento hidrocarburos. La selección
del fluido a utilizar y sus aditivos dependen de las características del terreno a perforar,
profundidad final, disponibilidad, costos, cuidado
del ambiente,
etc.
Durante la perforación de un pozo se realiza el entubado
del mismo con cañerías de protección,
intermedias y/o de producción, y la posterior
cementación de las mismas. Normalmente y con el fín
de asegurar el primer tramo de la perforación (entre los 0
y 500 m. Apróx.), Donde las formaciones no son del todo
consolidadas (arenas, ripios), hay que proteger napas
acuíferas para evitar su contaminación con los fluidos de
perforación y proveer de un buen anclaje al sistema de
válvulas
de control de
surgencias (que normalmente se instalan al finalizar esa primera
etapa). Se baja entonces un revestidor de superficie, que
consiste en una tubería (casing), de diámetro
interior mayor al del trépano a emplear en la siguiente
etapa, y se lo asegura mediante la circulación del
lechadas de cemento que se
bombean por dentro de la tubería y se desplazan hasta el
fondo, hasta que las mismas desbordan y cubren el espacio entre
el caño revestidor y las paredes del pozo. Estas
tuberías así cementadas aíslan al pozo de
las formaciones atravesadas.
Durante la perforación también se toman registros
eléctricos que ayudan a conocer los tipos de
formación y las características físicas de
las rocas, tales como
densidad,
porosidad, contenidos de agua, de petróleo y de gas natural.
Igualmente se extraen pequeños bloques de roca a los que
se denominan "corazones" y a los que se hacen análisis en laboratorio
para obtener un mayor conocimiento
de las capas que se están atravesando.
Con toda la información adquirida durante la
perforación del pozo es posible determinar con bastante
certeza aspectos que contribuirán al éxito
de una operación de terminación, tales como:
▪ profundidad, espesor y propiedades petrofísicas de
la zona de interés;
▪ detección de posibles agentes perturbadores de la
producción del pozo como, por ejemplo,
aporte de arena;
▪ identificación de capas con potencial para generar
problemas
(presencia de acuíferos, capas con gases
corrosivos, etc.).
Al finalizar la perforación el pozo queda literalmente
entubado (revestido) desde la superficie hasta el fondo, lo que
garantiza su consistencia y facilitará posteriormente la
extracción del petróleo en la etapa de
producción.
Fig. 3- plataforma de perforación vertical de un
pozo
2. Perforación
multilateral
la utilización de esta
técnica es definir un pozo multilateral como aquel que a
partir de una misma boca de pozo se accede con dos o más
ramas, a uno o varios horizontes productivos.
Hasta la fecha no se ha encontrado una manera de clasificar al
tipo de pozo multilateral ya que la forma y variedad está
solo limitada a nuestra imaginación y a las
características de nuestros reservorios. Así
podemos tener:
- Vertical y horizontal al mismo
reservorio. - Vertical y horizontal a distintos
reservorios. - Dos o más dirigidos al mismo o distinto
horizonte productivo. - Horizontal con dos o más ramas.
- Vertical y varios horizontales a distintos
reservorios. - La estructura
final de un pozo multilateral será función
del yacimiento y de los recursos
tecnológicos disponibles
Ventajas técnico-económicas
Los primeros pozos múltiples fueron perforados en u.r.s.s.
en la década del '50. En 1995, a raíz de la
proliferación de los pozos y del estancamiento del
precio del
crudo, las empresas
petroleras se vieron en la necesidad de extraer más
petróleo por pozo. En este sentido los pozos horizontales
pueden producir de 3 a 5 veces más que los pozos
verticales en el mismo área –en casos especiales
pueden llegar, como máximo, a producir hasta 20 veces
más que los pozos verticales-.
Es ahí donde se produce el auge de esta nueva tecnología. Por caso
en ee.uu. Desde 1986 hasta 1989 se perforaron sólo 7 pozos
mientras que en 1990 se perforaron aproximadamente 85 pozos; en
la actualidad, un equipo de quince es para perforación de
pozos horizontales, habiendo llegado, en los años 1994 y
1998, a representar uno de diez.
En general, los pozos horizontales tienen un costo de 1,2 a
2,5 veces más que los pozos verticales en el mismo
área; por ello, en muchas zonas se recurre a la
reterminación de pozos verticales como pozos horizontales
puesto que ello implica una reducción del costo del 12
hasta el 56 % por metro, si lo comparamos con un nuevo pozo
horizontal.
Entre las ventajas de esta nueva técnica, podemos agregar
que en ee.uu. La utilización de pozos horizontales han
incrementado las reservas comprobadas.
Los pozos ramificados son útiles por las
siguientes razones:
Son muy rentables para la producción de horizontes
múltiples delgados, ya que los recintos hacen las veces de
fracturas mecánicas extensas.
En yacimientos donde hay un solo horizonte productor de gran
espesor y con gran anisotropía vertical.
En yacimientos donde el gradiente de fractura vertical es mayor
que el horizontal y la fractura se genera horizontalmente.
En pozos offshore donde el traslado de una plataforma es muy
significativo en el costo total del pozo.
En yacimientos marginales donde es imperativo reducir los
costos de
producción y workover.
Con el advenimiento de la cultura por el
cuidado del medio
ambiente, este tipo de pozos reducen considerablemente el
impacto
ambiental (menos locaciones, menos aparatos de bombeo, menor
ruido, menor
cantidad de líneas de transporte,
menos caminos, etc.
También se reducen costos de horas de equipo,
cañerías, instrumental, supervisión, etc.
Grados de complejidad
generalmente las empresas
productoras de petróleo requieren 3 condiciones ideales de
este tipo de tecnologías:
1) conectividad del recinto principal con cada uno de los
ramales
2) posibilidad de reingresar a los ramales en forma selectiva
3) sello hidráulico entre el pozo madre y los ramales en
la medida en que alguna de estas condiciones no sea
indispensable, el proyecto decrece
en complejidad y costo. Es así que nacen los distintos
grados de complejidad para los ml, a los que podemos dividir en 5
niveles:
- Pozo principal y laterales abiertos
- Pozo principal entubado y laterales
abiertos - Pozo principal entubado y cementado
- Laterales entubados pero no cementados
- Pozo principal y laterales entubados con sello
hidráulico en las uniones a través de
cementación.
Integridad de presión en
la unión llevada a cabo:
- Por la terminación
- Por el casing
Herramientas especiales
Cuando se realizan este tipo de pozos existen herramientas cuyo
uso es casi una constante, y ellas son:
· cuñas desviadoras
pueden ser permanentes o recuperables y se las utiliza para
desviar los pozos hacia el objetivo
previsto fijándolas de la cañería madre.
Existen también cuñas para pozo abierto, aunque
estas no son recuperables.
· packers inflables
generalmente se utilizan para colgar cañerías en
pozo abierto y/o aislar alguna zona.
Fig. 4-en febrero de 1999, desplazamiento horizontal de
10.585 m., Con una longitud
Total de perforada de 11.184 m., Récord mundial
de longitud perforada en su momento.
3. La terminación.
El equipamiento.
Una vez finalizadas las tareas de perforación y
desmontado el equipo, se procede a la terminación y
reequipamiento del pozo que consiste en una serie de tareas que
se llevan a cabo mediante el empleo de una
unidad especial que permite el ensayo y
posterior puesta en producción del mismo.
Dicha unidad consiste en un equipo de componentes similares al de
perforación pero normalmente de menor potencia y
capacidad ya que trabaja, en principio, dentro del pozo ya
entubado, y por consiguiente, con menores diámetros y
volúmenes que los utilizados durante la
perforación, y por consiguiente, menor riesgo. El
agregado de un mecanismo de pistones le permite realizar
maniobras que consisten en la extracción artificial del
fluido que contiene o produce el pozo por medio de un
pistón con copas que sube y baja por el interior de la
tubería de producción (tubing), conectado al
extremo de un cable que se desenrolla y enrolla en longitudes
previstas, según la profundidad, sobre un carretel movido
mecánicamente. Mediante esta operación se pueden
determinar el caudal y el tipo de fluido que la capa pueda llegar
a producir.
Puede observarse que la operación de terminación
implica una sucesión de tareas más o menos
complejas según sean las características del
yacimiento (profundidad, presión,
temperatura,
complejidad geológica, etc.) Y requerimientos propios de
la ingeniería de producción. De la
calidad de los
procedimientos
para satisfacer estos requerimientos dependerá el comportamiento
futuro del pozo para producir el máximo potencial
establecido por la ingeniería de reservorios.
4. Desarrollo de
las tareas de terminación.
Una vez montado el equipo de terminación, se
procede en primer lugar a la limpieza del pozo y al
acondicionamiento del fluido de terminación, para luego,
mediante los llamados "perfiles a pozo entubado", generalmente
radiactivos y acústicos, precisar la posición de
los estratos productivos, los que fueron ya identificados por los
"perfiles a pozo abierto", como así también la
posición de las cuplas de la cañería de
entubación y por otra parte la continuidad y adherencia
del cemento, tanto
a la cañería como a la formación.
Habiéndose determinado los intervalos de interés,
correlacionando los perfiles a pozo abierto y entubado, y
comprobando la calidad de la
cementación, es necesario poner en contacto cada estrato
seleccionado con el interior del pozo mediante el "punzamiento" o
perforación del casing y del cemento. Esto se realiza
mediante cañones con "cargas moldeadas" unidas por un
cordón detonante activado desde la superficie mediante un
cable especial.
Cada uno de los estratos punzados es ensayado para determinar los
volúmenes de fluido que aporta, así como la
composición y calidad de los mismos (petróleo,
gas,
porcentaje de agua). Esto se realiza mediante "pistoneo" por el
interior del tubing o "cañería de
producción". Se determina así si la presión
de la capa o estrato es suficiente para lograr el flujo hacia la
superficie en forma natural o si deben instalarse sistemas
artificiales de extracción.
Puede suceder que durante los ensayos se
verifique que existen capas sin suficiente aislamiento entre
sí por fallas en la cementación primaria; en estos
casos se realizan cementaciones complementarias, aislando
mediante empaquetaduras (packers) el tramo correspondiente al
pozo.
Cuando la diferencia de propiedades de las distintas capas
así lo justifica, se puede recurrir al tipo de
terminación "múltiple", que cuenta con dos columnas
de tubing para producir dos intervalos diferentes, quedando
también la alternativa de producir por el "espacio anular"
entre el casing y los dos tubing un tercer intervalo.
También es de norma, aunque muy poco frecuente, la
producción triple mediante tres cañerías de
producción.
Para el caso de terminación múltiple con dos o tres
cañerías, el equipamiento debe incluir no solamente
empaquetadores especiales, sino también cabezales de boca
de pozo (en la superficie) de diseño particular, los que
permiten el pasaje múltiple de cañerías. Por
otra parte, el equipo de intervención del pozo o workover
debe contar con herramientas especiales para maniobrar con
múltiples cañerías a la vez, por lo que
estas maniobras de intervención son mucho más
riesgosas y delicadas y se requiere una más cuidadosa
programación.
Nuevas técnicas
en búsqueda de mejor productividad,
tales como las descriptas para perforar pozos direccionales, han
desarrollado equipos y materiales que
permiten realizar la terminación y puesta en
producción de pozos multilaterales con el acceso a varias
capas de un mismo pozo o el acceso a una capa remota mediante un
pozo extendido horizontalmente.
En caso de baja productividad de
la formación, ya sea por la propia naturaleza de la
misma o porque ha sido dañada por los fluidos de
perforación o por la cementación, o incluso por el
fluido de terminación, la formación productiva debe
ser estimulada. Los procedimientos
más utilizados son: la acidificación y la
fracturación hidráulica.
La acidificación consiste en la inyección a
presión de soluciones
ácidas que penetran en la formación a través
de los punzados, disolviendo los elementos sólidos que
perturban el flujo de los fluidos.
La fracturación hidráulica consiste en inducir la
fracturación de la formación mediante el bombeo a
gran caudal y presión de un fluido que penetra
profundamente en la formación, provocando su ruptura y
rellenando simultáneamente la fractura producida con un
sólido que actúa como agente de sostén. El
agente generalmente utilizado es arena de alta calidad y
granulometría cuidadosamente seleccionada que, por efecto
de un mejoramiento artificial de la permeabilidad,
facilitará el flujo desde la formación hacia el
pozo a través de la fractura producida.
Fig. 5- pozo aguaragüe xp-1 (cuenca
noroeste)
La necesidad de bajar costos en zonas de pozos de baja
productividad llevó a utilizar en forma creciente técnicas
y/o materiales que redujeron tiempos de manejo y costos de
equipamiento. La búsqueda de minimizar los costos de
equipamiento llevó a condicionar la geometría de
los pozos a la producción esperada, a perforar pozos de
poco diámetro denominados slim-holes. Estos pozos de
diámetro reducido son terminados generalmente bajo el
sistema tubing-less, que consiste en entubar el pozo abierto con
tubería de producción (tubing), y luego cementarlo
aplicando el mismo procedimiento que
para un revestidor convencional.
Mediante la utilización de slim-holes los operadores han
podido reducir los costos de perforación de los pozos
entre un 40% y un 70%, reduciendo a su vez, costos y
preocupaciones ambientales. La experiencia indica que la
perforación de slim-holes no reduce usualmente la
producción. Los slim-holes fueron utilizados inicialmente
en ee.uu. En los años ’60; sobre 1.300 pozos que han
sido perforados con una profundidad entre 300 y 1.000 metros en
kansas, texas y canadá usando slim-holes de 21/2 a 27/8
pulgadas en casing, los operadores han tenido reducciones entre
40 y 50% en costos de tubería y de un 17% en gastos
generales.
Hay varios ejemplos documentados de posteriores programas de
perforación de slim-holes: en indonesia, durante el
período 1983-1986, se lograron reducir los costos de
perforación entre un 65 y 73%; por otra parte, en
tailandia, mediante la perforación de slim-holes en su
golfo de tailandia durante 1999, se registraron reducciones en
los costos de hasta el 40%, pudiéndose comprobar
además, que la productividad de los slim-holes fue mayor a
la lograda con los pozos convencionales.
El coiled-tubing y la snubbing unit son un material y una
herramienta de trabajo de uso cada vez más frecuente:
aunque se desarrollaron hace poco más de dos
décadas, las nuevas técnicas de perforación,
terminación e intervención de pozos necesitan
utilizarlos cada vez más. El coiled-tubing, como su nombre
lo indica, consiste en un tubo metálico continuo
construido en una aleación especial que permite que se lo
trate como a un tubo de pvc (cloruro de vinilo polimerizado),
pero que posee las mismas características físicas
de una tubería convencional de similar diámetro,
con la siguiente ventaja: no es necesario manipularlo, ni
estibarlo tramo por tramo para bajarlo o retirarlo del pozo, ya
que se lo desenrolla o enrolla en un carretel accionado
mecánicamente como si fuera una manguera. Esta
última característica permite un mejor y más
rápido manejo y almacenaje; por ello este tubo tiene
múltiples aplicaciones tanto en la perforación de
pozos dirigidos como en la terminación y reparación
de los mismos.
Fig. 6- unidad de coiled tubing
Desde su aplicación inicial en los años
’60, el uso de coiled tubing se ha incrementado el punto
que, en la actualidad, hay 750 unidades diseminados en todo el
mundo, donde el 50% de ellos está siendo empleado en
norteamérica.
La perforación con coiled tubing se ha incrementado
notablemente en los años ’90; a lo largo de 1999,
alrededor de 1.200 pozos fueron perforados utilizando este
material.
Las unidades de coiled tubing han sido empleadas inicialmente en
alaska, omán, canadá, mar del norte y venezuela pero
la perforación de pozos usando este material va en aumento
en la medida que avanza la tecnología.
La snubbing unit es una máquina hidráulica que,
reemplazando o superpuesta a una convencional, permite efectuar
trabajos bajo presión, o sea sin necesidad de circular y/o
ahogar al pozo para controlarlo. Esta condición de
trabajo, que además de reducir tiempo de
operación y costos ayuda a conservar intactas las
cualidades de la capa a intervenir, consiste en la
extracción o corrida de tubería mediante un sistema
de gatos hidráulicos que mueven alternativamente dos mesas
de trabajo en las que están ubicados juegos de
cuñas accionados de manera hidráulica o neumática, que retienen o soportan la
columna de tubos según sea necesario. Este sistema
mecánico de manejo de tubería está
complementado con un arreglo de cuatro válvulas de control
de pozos, también accionadas de manera hidráulica,
que funcionan alternativamente con la ayuda de un compensador de
presiones, lo que posibilita la extracción o bajada de la
tubería bajo presión.
Fig. 7- snubbing unit
El empleo
conjunto de estas dos herramientas permite realizar tareas
especiales de perforación.
Para llevar adelante las tareas de perforación,
terminación y reparación de pozos es necesario un
conjunto de personas con diferentes grados de
especialización: ingenieros, geólogos,
técnicos, obreros especializados y obreros; tienen
responsabilidades directas como programación, supervisión, operación y mantenimiento,
e indirectas, tales como las de las compañías
proveedoras de servicios
técnicos, productos
químicos y fluidos de perforación, unidades de
mezcla y bombeo de cemento u otros servicios de
bombeo, unidades para correr registros
eléctricos, trépanos y proveedores de
servicios auxiliares como transporte de equipo, materiales,
cargas líquidas, personal,
etc.
El personal directo e indirecto involucrado en la
perforación de un pozo, cuando se trata de
perforación en tierra en
pozos de desarrollo, asciende a una cantidad entre noventa y cien
personas; en la medida que aumente la complejidad del trabajo,
como, por ejemplo, en los pozos exploratorios profundos, pozos
costa afuera, la cantidad de personal requerido puede llegar a
duplicarse.
Un equipo perforador, de terminación o de
reparación, opera las 24 horas del días, todos los
días del año, con personal que trabaja en turnos
rotativos de 8 horas.
Autor:
Juan pedro azcona